Chapter_4_RUS

Глава 4 – Формирование цен на газ

На конец 2006 года НАК «Нафтогаз Украины» имел в подземных хранилищах необходимое количество газа для удовлетворения спроса на газ на Украине в зимний период и обеспечения бесперебойных поставок европейским потребителям97.

Цена газа, поставляемого на Украину из Центральной Азии, выросла в 2007 году; цена на туркменский газ, поставляемый на Украину, на туркменской границе в 2007 году составляет 100,08 долл. США за 1000 м3 (по сравнению с 65 долл. США за 1000 м3 в 2006 году), а цена на узбекский газ установлена в размере 100,75 долл. США за 1000 м3, плюс 24,6 долл. США за 1000 м3 за транспортировку до украинской границы98.

Молдова

Взаимоотношения ОАО «Газпром» с Молдовой в 2006 году основывались на краткосрочных (квартальных) контрактах. В соответствии с условиями таких контрактов ОАО «Газпром» поставляло газ АО «Молдовагаз» в первой половине 2006 года99 по цене 110 долл. США за 1000 м3. Эта цена была на 37% выше уровня цен, уплачиваемых в период 1996-2005 годов, что отражает общий сдвиг в направлении нового подхода к ценам при экспорте российского газа на основе стоимости замещения в ЕС.

Начиная с 1 июля Молдова начала платить по 160 долл. США за 1000 м3 природного газа, поставляемого ОАО «Газпром». Плата за транзит российского газа по территории Молдовы остаётся неизменной на уровне 2,5 долл. США за 1000 м3 на 100 км100.

Беларусь

Беларусь являлась последней страной бывшего СССР, покупавшей газ по ценам, основанным на некоммерческих соображениях, которые были также связаны с соглашением о создании Союзного государства между Россией и Беларусью. Таким образом, газ в Беларусь поставлялся на наиболее благоприятных условиях из всех бывших советских республик по цене в 46,68 долл. США за 1000 м3. Это следует рассматривать в сочетании с достаточно низким транзитным сбором на уровне 0,75 долл. США за 1000 м3 на 100 км.

Эта цена, которую Беларусь платила до конца 2006 года, была близка к уровню внутрироссийских цен в соседней Смоленской области. Цена пересчитывается ежеквартально на основе формулы, обеспечивающей индексацию в зависимости от колебания цен на газойль и мазут, а также ежемесячно с учётом фактической теплотворной способности.

В 2006 году ОАО «Газпром» начало переговоры с целью перехода на рыночные принципы в его взаимоотношениях с Беларусью. После продолжительных и порой противоречивых переговоров Россия и Беларусь согласовали в самом конце 2006 года новый 5-летний договор, по которому поставки и транзит будут иметь раздельный режим. На 2007 год транзитный сбор будет увеличен до 1,45 долл. США за 1000 м3 на 100 км, а цена на газ составит 100 долл. США

97.Информация предоставлена НАК «Нефтегаз Украины».

98.Информация предоставлена «Газэкспортом».

99.ОАО «Газпром», Справка к брифингу «Переход на рыночные принципы сотрудничества с республиками бывшего СССР. Работа на рынках дальнего зарубежья. Диверсификация экспортных маршрутов и поставки СПГ. Использование схемы обмена активами», см. <http://www.gazprom.ru/articles/article19812.shtml> (просмотр 24 января 2007 года).

100.Информационное агентство Молдовы «Базапресс», 3 июля 2006 года.

198

Глава 4 – Формирование цен на газ

за 1000 м3 101. В течение пяти лет цена на газ будет повышена до уровня, соответствующего чистым экспортным ценам (нетбэк), получаемым при поставке газа на основные рынки ЕС (см. рисунок 42). В рамках договора ОАО «Газпром» приобретёт 50% АО «Белтрансгаз» по цене в 2,5 млрд. долл. США с выплатой в течение четырёх лет. Беларусь заплатит по 30 долл. США за 1000 м3 акциями компании Белтрансгаз, а остальную часть цены – в денежной форме.

В начале 2007 года цены на российско-белорусской границе составляли примерно 50% чистой экспортной цены (нетбэк) ЕС, и в соответствии с соглашением от декабря 2006 года, цена на экспорт газа из России в Беларусь достигнет 67% от чистой экспортной цены (нетбэк) ЕС в 2008 году, 80% в 2009 году, 90% в 2010 году и 100% в 2011 году.

Кавказ

Цена на российский газ в Армении, Грузии и Азербайджане была скорректирована и установлена на 2006 год на уровне 110 долл. США за 1000 м3. По имеющимся сообщениям, ряд грузинских компаний по импорту согласился на цену в 235 долл. США за 1000 м3 на первый квартал 2007 года. Россия предложила Азербайджану цену на уровне 230 долл. США за 1000 м3 102, однако по состоянию на декабрь 2006 года со стороны Азербайджана никаких запросов на объёмы по такой цене не поступало. В 2006 году ОАО «Газпром» повысило цену своих поставок в Армению с 54 до 110 долл. США за 1000 м3, и эта цена будет действительна до 2009 года103.

Положение в области газоснабжения в Закавказье должно существенно измениться с началом эксплуатации газоконденсатного месторождения Шах-Дениз в азербайджанском секторе Каспия, на котором в декабре 2006 года началась промышленная добыча газа. Основной объём добытого газа с данного месторождения будет перекачиваться по ЮжноКавказскому трубопроводу в Турцию. Вместе с тем, определённые объёмы продукции будут поступать в распоряжение Азербайджана и Грузии. Грузия заявила о своём желании удовлетворять большую часть своих потребностей в импортном газе за счёт импорта из Азербайджана. Объявленная цена на первые объёмы азербайджанского газа, поставляемые в Грузию, в начале 2007 года составляла 120 долл. США за 1000 м3. Однако после увеличения объёмов транзита Грузия имеет право на получение газа на более льготных условиях согласно договору о транзите.

Экспорт из стран Центральной Азии

Казахстан, Узбекистан и Туркменистан являются крупными производителями природного газа, но ещё не играют существенной роли на международных газовых рынках. Единственным вариантом экспорта, помимо операций, совершаемых на соседних рынках в пределах Центральной Азии (как, например, экспорт относительно небольших объёмов узбекского газа в Казахстан, Кыргызстан и Таджикистан), является поставка по российской газотранспортной системе.

Постепенно производители газа в Центральной Азии (Туркменистан, Узбекистан и Казахстан) получают более высокие договорные цены за свою экспортную продукцию, поставляемую

101.ОАО «Газпром», Новости, 1 января 2007 года на <www.gazprom.ru>.

102.International Herald Tribune, 12 декабря 2006 г.

103.BBC News, 1 апреля 2006 г.

199

Глава 4 – Формирование цен на газ

в Россию или далее через её территорию. В 2006 году цены на туркменский газ повысились с 44 до 65 долл. США за 1000 м3, а на узбекский газ – с 44 до 60 долл. США за 1000 м3 104. На 2007 год цена франко-граница на газ, экспортируемый из Туркменистана, был повышена до 100,08 долл. США за 1000 м3, а на узбекский газ – до 100,75 долл. США за 1000 м3. Вместе с тем, по имеющимся сообщениям, Казахстан приобрел в 2006 году 1,6 млрд. м3 природного газа в Узбекистане по цене 55 долл. США за 1000 м3.

Как уже указывалось выше, формирование цен на газ из Центральной Азии, поставляемый, например, на Украину, основывается на ценах на границе соответствующих центральноазиатских государств-производителей, установленных путём отдельных переговоров (т.е. на туркмено-узбекистанской, узбекистано-казахстанской и казахстанороссийской границе). Все производители газа в Центральной Азии заявили о своём намерении диверсифицировать направления экспорта природного газа, и в настоящее время обсуждается ряд трубопроводных проектов, которые свяжут страны Центральной Азии с рынками в Китае и Южной Азии (Пакистан, Индия), а также проект транскаспийского трубопровода, который предположительно будет соединён с Южно-Кавказским газопроводом. Новые экспортные контракты позволят странам Центральной Азии вести переговоры о других моделях ценообразования, например, основанных на стоимости замещения газа на новых для этих стран экспортных рынках.

4.4.8. Выводы

Развитие газовой отрасли в Западной Европе характеризуется давней историей импорта продукции со сверхгигантских месторождений.

Концепция долгосрочных контрактов с обязательствами по минимальной оплате и ценообразованием на основе стоимости замещения с успехом зарекомендовала себя и способствовала более широкому применению газа в энергетике западной части Континентальной Европы. Ежегодно более 250 млрд. м3 газа импортируется в страны ЕС по долгосрочным контрактам.

Данная концепция позволила преодолеть существенные изменения, произошедшие со времени её разработки для экспорта газа с месторождения Гронинген в 60-е годы, и адаптироваться к ним. Она помогла справиться с чрезвычайными явлениями в динамике цен, такими как два нефтяных кризиса 1973-1974 годов и 1979-1980 годов, а также обратный нефтяной шок 1985-1986 годов; с крупными геополитическими переменами, такими как последствия падения Берлинской стены; с изменениями в области регулирования, такими как введение запрета на использование газа в электроэнергетике и его последующее упразднение; а также с переменами, связанными с формированием единого рынка в ЕС. Концепция долгосрочных контрактов получила признание в качестве важного инструмента обеспечения надёжности поставок. Вместе с тем, остаются открытыми несколько вопросов. Например, как обеспечить баланс между долгосрочными контрактами и концепцией открытия рынка, сформулированной во Второй Директиве «О газе»? Как разрешить сложности, возникающие в

104.ОАО «Газпром», Справка к брифингу «Переход на рыночные принципы сотрудничества с республиками бывшего СССР. Работа на рынках дальнего зарубежья. Диверсификация экспортных маршрутов и поставки СПГ. Использование схемы обмена активами», см. <http://www.gazprom.ru/articles/article19812.shtml> (просмотр 24 января 2007 года).

200

Глава 4 – Формирование цен на газ

контексте организационно-правового разделения компаний? И как обеспечить соответствие между долгосрочными контрактами на поставки и соответствующими долгосрочными договорами о транспортировке?

Импортный газ отнюдь не предназначен для широкого применения в электроэнергетике, за исключением тех стран, которые не располагают отечественными энергоносителями, пригодными для применения в электроэнергетике, и не используют атомную энергию, – таких как Италия или Испания. Как представляется, страны-потребители обнаруживают политическую тенденцию к недопущению передачи дополнительных денежных средств, соответствующих ренте Хотеллинга, стране-экспортёру энергии (с последствиями для платежного баланса), если сумму, соответствующую ренте Хотеллинга, можно удержать внутри страны-потребителя за счёт развития производства отечественных топлив или других производственных ресурсов, например, путём вложения средств в экологически дружественные технологии применения угля или же в атомную или, в последнее время, ветровую энергетику и другие возобновляемые источники энергии. С другой стороны, страны-экспортёры с неохотой продают газ по ценам, создающим возможность конкуренции в широкомасштабном производстве электроэнергии.

Адаптация к изменившимся условиям произошла за счёт изменения первоначальных (весьма крупных) долгосрочных контрактов и выразилась в изменении формулы ценообразования для отражения изменения конкурентных позиций газа. В ценовой формуле произошло увеличение доли газойля за счёт сокращения доли мазута. Также в неё были включены новые элементы, чтобы отразить изменившуюся роль газа в электроэнергетике, а, впоследствии, и роль конкуренции между различными поставщиками газа. Помимо адаптации формулы ценообразования к новым конкурентным условиям, новые экспортные проекты отражают изменившуюся рыночную конъюнктуру, но они сохранили практику долгосрочных контрактов, хотя и с внесением в неё изменений, касающихся объёмов, срока действия и большей гибкости в отношении пунктов сдачи / приёмки газа.

Долгосрочные импортные контракты сосуществуют с внутренними узлами газовой торговли, как и с любым сочетанием на внутреннем рынке долгосрочных контрактов и более краткосрочных газовых торгов на газовых узлах.

В 2005 и 2006 годах Россия сделала первый шаг к приведению своих поставок в другие бывшие советские республики в соответствие со структурой контрактов, применяемых в Западной Европе, например, за счёт разделения транзита и поставок в отдельные договоры, оплата по которым осуществляется в денежной форме, а срок действия составляет несколько лет. Россия договорилась с большинством таких стран о переходном периоде, в течение которого их цены будут доведены до уровня чистых экспортных цен (нетбэк), взимаемых со стран ЕС (см. рисунок 42). Таким образом, к поставкам газа в восточной части Европы также применяется структура долгосрочных контрактов, хотя и с другой разновидностью принципа нетбэк по сравнению с изначальной голландской концепцией. Точкой отсчёта для российских контрактов является не стоимость замещения на рынке покупателя, а стоимость замещения в другой стране-импортёре, расположенной в конечном пункте трубопровода, с корректировкой на разницу транспортных издержек; это обеспечивает более высокую чистую экспортную выручку для России.

201

Глава 4 – Формирование цен на газ

Продление во второй половине 2006 года сроков действия долгосрочных договоров поставки в Западную Европу (до 2027-2036 годов), переход с ежегодно возобновляемых договорённостей о поставке газа в уплату за транзит на долгосрочные договоры поставки со странами Восточной Европы и пока ещё незначительная роль спотовых операций по импорту – всё это указывает на то, что долгосрочные контракты будут и впредь играть господствующую роль в международной торговле газом в Континентальной Европе. Однако это отнюдь не означает, что отдельные положения контрактов, которые по-прежнему являются обычными сегодня (как, например, привязка к ценам на котельно-печное топливо), не будут подвержены изменениям в будущем.

202

Глава 4 – Формирование цен на газ

4.5. Сжиженный природный газ

4.5.1. Краткое изложение

Несмотря на изначальный интерес к сжиженному природному газу в бассейне Атлантического океана, наращивание торговли СПГ в регионе с начала 1970-х и до конца 1990-х годов шло весьма неровно. В этот период доминирующее положение в мировой торговле занимал Азиатско-Тихоокеанский регион. В настоящее же время и Европа, и Северная Америка вновь стали крупными рынками сбыта этого товара, и поставки в Атлантике и на Ближнем Востоке растут быстрыми темпами.

Традиционным договорным инструментом в данной сфере были долгосрочные контракты. Они применялись в качестве метода распределения рисков, связанных с капиталоёмкими инвестициями в отрасли, между покупателями и продавцами. Покупатели принимали на себя риски по объёмам поставок в рамках контрактов с обязательствами «бери или плати», а продавцы – ценовые риски через договорный механизм индексации цен, призванный отслеживать изменения в уровне цен на энергоносители.

Несмотря на то, что договорная практика становится всё более гибкой, долгосрочные контракты остаются основным инструментом распределения рисков между партнёрами по предприятию. Такая новая гибкость материализуются двояко: (1) в виде пока небольшого, но растущего рынка краткосрочных операций и (2) в виде формирования нового механизма, который можно назвать самоконтрактованием. В рамках традиционных контрактов партнёры по предприятию обычно реализуют товар как группа напрямую конкретным клиентам. При самоконтрактовании партнёры по заводу СПГ заключают договор с одним или более собственных партнёров (или в некоторых случаях с другими крупными участниками в сфере добычи и транспортировки), которые по существу выполняют на рынке функции оптовиков. В данном случае договор, как правило, обеспечивает остальным партнёрам возможность получения части ренты, образующейся у субъекта самоконтрактования.

Традиционные системы контрактов сохраняют важное значение в Северо-Восточной Азии и Континентальной Европе. Цены в таких контрактах обычно привязаны к ценам на нефть. В контрактах для Северо-Восточной Азии привязка чаще всего делается к цене сырой нефти, а в Континентальной Европе используется сочетание мазута, газойля и, иногда, сырой нефти. В европейские контракты, как правило, включены положения о праве любой из сторон на пересмотр ценовых условий контракта – обычно раз в три года. Такие положения реже встречаются в контрактах, заключаемых в Азиатско-Тихоокеанском регионе.

Традиционная привязка к ценам на нефть в долгосрочных контрактах не работает адекватно на либерализованных газовых рынках Северной Америки и Великобритании, где цены определяются конкуренцией между различными поставщиками газа. Плохо работает такой механизм и в сфере генерации электроэнергии, где потребители газа следуют графику распределения нагрузки, продиктованному жёсткими экономическими требованиями. Поэтому преобладающей системой на таких рынках становится самоконтрактование. При применении долгосрочных контрактов, в них, как правило, предусматривается индексация по отношению к индикаторам газового рынка, таким как торговый узел Хенри-Хаб в Северной

203

Глава 4 – Формирование цен на газ

Америке или Национальная точка балансирования в Великобритании. Если традиционная форма контрактов остаётся основной для большей части Континентальной Европы, то самоконтрактование используется всё шире там, где важную роль играет потребление в электроэнергетике, как, например, в Испании.

Новыми участниками рынка СПГ являются Китай и Индия. Обе эти страны сумели заключить весьма выгодные контракты до наступления периода недостаточного предложения на рынке СПГ и высоких цен на нефть. Однако эти цены уже более не рассматриваются в качестве прецедента для будущих контрактов на этих двух формирующихся рынках СПГ или для уже сложившихся рынков СПГ.

Сочетание недостаточного предложения на рынках СПГ и весьма высоких цен на нефть обнажило проблемы в применении целого ряда договорных положений о ценообразовании, особенно в Северо-Восточной Азии. В результате, договорные схемы в определённой степени утратили свою стабильность. В настоящее время пересматриваются условия значительного числа контрактов, как предусматривающих такой пересмотр при достижении ценами какогото оговоренного уровня, так и рассматриваемых на предмет продления в связи со скорым истечением срока их действия. Вместе с тем, сформировавшиеся в Северо-Восточной Азии методы привязки к цене нефти, скорее всего, сохранятся, а в Континентальной Европе скажутся последствия конкуренции с либерализованным ценообразованием в Великобритании в связи с поставками газа по газопроводу Interconnector.

Применение системы самоконтрактования и долгосрочных контрактов с привязкой к индикаторам газового рынка, по всей вероятности, останется основой для торговли СПГ в Северной Америке и Великобритании.

4.5.2. Введение

4.5.2.1. История мировой торговли СПГ

Возможность транспортировки СПГ танкерами была впервые продемонстрирована в 1958 году, когда на экспериментальном судне Methane Pioneer была осуществлена перевозка СПГ из Лейк-Чарльз (Lake Charles) в штате Луизиана (США) в Кэнвей-Айленд (Canvey Island) в Великобритании. Затем, в 1964 году, была заключена первая коммерческая сделка – проект CAMEL, предусматривавший поставку алжирского газа в Великобританию и Францию. К 1969 году было заключено ещё три торговых сделки: дополнительные поставки из Алжира во Францию, поставки из Ливии в Италию и Испанию, а также поставка из залива Кука на Аляске в Японию (первый тихоокеанский проект).

Если первые поставки из Алжира осуществлялись на сравнительно небольшие расстояния в Европу, то на более удалённый рынок США впервые СПГ стал поставляться в 1972 году – в рамках небольшого проекта в Эверетте (Everette), штат Массачусетс. В 1978 году начались гораздо более крупные поставки из Алжира на терминалы США в Кав-Пойнт (Cove Point), штат Мэриленд, и Элба-Айленд (Elba Island), штат Джорджия.

204

Глава 4 – Формирование цен на газ

Начальный этап развития торговли СПГ в бассейне Атлантического океана пришёлся на период беспрецедентных изменений на международных энергетических рынках. К ним относятся два нефтяных кризиса, широкомасштабная национализация концессионных проектов международных нефтяных компаний в странах ОПЕК и реструктуризация газовой отрасли

вСеверной Америке. Если импорт СПГ в Европу продолжал расти медленными темпами, то

вСеверной Америке торговля почти замерла, в результате чего прогнозы существенного увеличения спроса в Атлантике не материализовались.

Пережив два нефтяных кризиса в 1970-х годах и стремясь уменьшить зависимость от импорта нефти с Ближнего Востока, Япония увеличила импорт СПГ из стран Юго-Восточной Азии, в особенности из Индонезии. СПГ потреблялся главным образом в электроэнергетике.

В1979 году, когда импортные поставки СПГ начального периода достигли своего максимума, на бассейн Атлантического океана приходилось 44% объёма мировой торговли СПГ, а остальная часть – на единственный тихоокеанский рынок – Японию. Доля одних только США в мировой торговле сжиженным природным газом составляла 21%, что вдвое превосходило долю Франции, второго по величине импортёра в Атлантике. Несмотря на то, что в 1982 году в бассейне Атлантического океана началась реализация двух новых проектов (поставки из Алжира в Бельгию и в Лейк-Чарльз в Луизиане), доля Атлантики в мировой торговле в том году сократилась до 31%. Подобно США, резко сократили свой импорт СПГ Италия и Великобритания.

Вусловиях, когда произошло существенное снижение интереса к СПГ в Атлантике, акцент сместился на Тихоокеанский регион, где помимо Японии импортировать СПГ в 1986 году начала Корея, а в 1990 году – Тайвань. В 1977 году поставки в Японию начали Абу-Даби и Индонезия, а затем, в 1983 году – Малайзия, и в 1989 году – Австралия. Лишь с оживлением рынков СПГ в США и Европе в конце 1990-х годов бассейн Атлантического океана вновь стал основным центром роста рынка СПГ.

Рисунок 43, на котором показан рост импорта по регионам, свидетельствует о значительном вкладе азиатских рынков в формирование спроса. В период 1975-1996 годов спрос в АзиатскоТихоокеанском регионе увеличивался в среднем на 3,31 млрд. м3 в год (около 2,4 млн. т., т.е. чуть больше пропускной способности типовой технологической линии СПГ того времени). В отличие от этого, рост в Европе и США составлял всего 0,76 млрд. м3 в год.

Первые новые региональные поставщики появились в 1997 и 1999 годах. Проект Qatargas I, реализация которого началась в 1997 году в Катаре, стал первым новым ближневосточным проектом за двадцать лет, а начало осуществления проектов в Тринидаде и Нигерии в 1999 году означало появление первых новых поставщиков в бассейне Атлантического океана за последние двадцать пять лет. Если первоначально Qatargas обслуживал рынок СевероВосточной Азии, то оба атлантических проекта предназначались для обслуживания нового роста спроса на СПГ в Европе и Северной Америке. В период 1996-2004 годов соотношение объёмов импорта в Азию и Атлантику было намного более сбалансированным – 5,03 млрд. м3 в год в Азию и 4,63 млрд. м3 в год в Европу и США.

На рисунке 44 показан переход от использования преимущественно азиатско-тихоокеанских источников поставок СПГ к более активному вовлечению атлантических и ближневосточных источников. Если первоначально новые поставки с Ближнего Востока осуществлялись,

205

4.5.2.2. Роль долгосрочных контрактов в традиционной торговле СПГ

Проект СПГ представляет собой цепь инвестиций, и его успех, в конечном счёте, зависит от прочности его слабейшего звена. Эта цепь состоит из четырёх (иногда пяти) звеньев: разработка месторождения, в некоторых случаях прокладка трубопровода до побережья, строительство завода для сжижения, танкерные перевозки и сооружение приёмного регазификационного терминала. Каждый элемент является капиталоёмким, и вкладывать средства, как правило, требуется на начальном этапе реализации проекта, т.е. приносить доход проект начинает только после его полного завершения. Поэтому сбои и задержки в любом звене этой цепи отрицательно сказываются на возврате капиталовложений и внутренней норме рентабельности проекта.

206

Глава 4 – Формирование цен на газ

Рис. 44: Рост экспорта СПГ по источникам поставок (млрд. м3)

Млрд. м 200

207